Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
Renp = 1600 (см. задачу 11.9).
В нашем случае 1956,1 >1600, поэтому в соответствии с (11.33) вода в рассматриваемом интервале не накапливается (т. е. плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием на любом режиме исследования равна плотности водонефтяной смеси в лифте).
Рассчитываем плотность водонефтяной смеси (п0 = 0,152)
Рвн =Рнд(1 — «о) + Рв«с = 850-(1 —0,152)-f 1190-0,152 = 902 кг/м3.
Экспериментальными исследованиями установлено, что при рпн > 0,4-рнас влиянием газовой фазы на плотность водонефтяной смеси в интервале забой — прием можно пренебречь. Рассчитываем минимальное давление на приеме, при котором можно пренебречь влиянием на плотность водонефтяной смеси газовой фазы Рп„ = 0,4 -9,6 = 3,84 МПа.
Таким образом, для первых пяти режимов влиянием газа на плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием пренебрегаем.
Рассчитываем забойное давление рзаб
Рзаб — Рпр 4“ (бс 7/н) Рвн/,
и депрессию
(10.11)
АР — Рил — Рзаб-
(10.12)
229
В результате получаем параметры, приведенные ниже.
Режим 1 2 3 4 S
лпн, МПа 11,01 9,52 7,88 5,84 4,19
Я„, м 1682 1482 1282 1086 884
рзаб, МПа 11,67 11,98 12,15 11,87 12,05
Др, МПа 3,25 2,94 2,77 3,05 2,87
В нашем случае 1956,1 >1600, поэтому в соответствии с (11.33) вода в рассматриваемом интервале не накапливается (т. е. плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием на любом режиме исследования равна плотности водонефтяной смеси в лифте).
Рассчитываем плотность водонефтяной смеси (п0 = 0,152)
Рвн =Рнд(1 — «о) + Рв«с = 850-(1 —0,152)-f 1190-0,152 = 902 кг/м3.
Экспериментальными исследованиями установлено, что при рпн > 0,4-рнас влиянием газовой фазы на плотность водонефтяной смеси в интервале забой — прием можно пренебречь. Рассчитываем минимальное давление на приеме, при котором можно пренебречь влиянием на плотность водонефтяной смеси газовой фазы Рп„ = 0,4 -9,6 = 3,84 МПа.
Таким образом, для первых пяти режимов влиянием газа на плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием пренебрегаем.
Рассчитываем забойное давление рзаб
Рзаб — Рпр 4“ (бс 7/н) Рвн/,
и депрессию
(10.11)
АР — Рил — Рзаб-
(10.12)
229
В результате получаем параметры, приведенные ниже.
Режим 1 2 3 4 S
лпн, МПа 11,01 9,52 7,88 5,84 4,19
Я„, м 1682 1482 1282 1086 884
рзаб, МПа 11,67 11,98 12,15 11,87 12,05
Др, МПа 3,25 2,94 2,77 3,05 2,87
По результатам расчета строим индикаторную линию скважины <2Ж = / (Ар) (рис. 10.4). Данные по Qx берем из условий задачи 10.1 Рассчитываем коэффициент продуктивности скважины К
(Api-Л
Вычисляем забойное давление для 6 режима
Рзаб = Рпл - QIK = 14,92 - 146,7/72,82 = 12,9 МПа.
Рассчитываем забойное давление для 6 режима, принимая рвн = = 902 кг/м3
Рзаб = Рпн + (Lc -Ян) Рвн£ = 3,07 + (1755 - 665) • 902 • 9,81 s ^ 12,72 МПа.
Таким образом, для 6 режима при рп„ = 3,07 МПа влиянием свободного газа на плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием также можно пренебречь.
РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ ПЛАСТ—СКВАЖИНА—НАСОС—ЛИФТ
Задача 10.4. Рассчитать и построить характеристику системы пласт—скважина—насос—лифт для условий, представленных ниже.
Режим работы I 2 ГЗ 4 'о 6
Подача системы <2Ж, м3/сут 236,9 213,7 201,8 221,8 209,2 146,7
Давление на приеме рлн, МПа . . . .11,01 9,52 7,88 5,84 4,19 3,07
Глубина спуска насоса м 1682 1482 1282 1086 884 665
Давление на устье скважины ру, МПа 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Температура на устье скважины /у, °С 19,3 19,9 20,2 20,2 20,1 19,9
Скважина Туймазинского нефтяного месторождения эксплуатируется установкой ЦЭН, состоящей из насоса ЭН-160-750 и электродвигателя ПЭД-35. Установка спущена на НКТ с внутренним диаметром dBn = 0,0503 м.
Газовый фактор Г0 = 56 м3/м3, обводненность продукции объемная п0 = 0,152, пластовая температура /пл = 30 °С.
Решение. Под условной характеристикой скважины понимается зависимость потребного давления рп (напора Яп) для подъема заданного объема жидкости Qx из скважины от динамического уровня Ядин до устья скважины с преодолением противодавления на устье ру (Яу) и динамических сопротивлений в подъемной колонне £р (£Я). Если в продукции скважины имеется растворенный или свободный газ, то он, выделяясь и расширяясь в
230
ИП,М
Рис. 10.5. Условная характеристика скважины (цифры соответствуют режимам исследования)
Го-м Vм 3
Рис. 10.6. Зависимость газового фактора от давления
подъемнике, совершит определенную работу по подъему жидкости (газлифтный эффект), снижая тем самым давление (напор), создаваемое насосом.
Построим условную характеристику скважины, предполагая отсутствие свободного газа в подъемнике и принимая динамические сопротивления в подъемнике £Н = 0,1 (Ядин + Ну) здесь Ну — высота, эквивалентная давлению на устье при плотности, равной плотности продукции скважины, м. Таким образом, потребный напор определяется так
Нп — 1Д [Ядин -)- Ру/(рвн£)]> (10.13)
где рвн — плотность водонефтяной смеси, кг/м3.
Динамический уровень рассчитываем по формуле
ДцИН = ^-С Рззб/(Рвиё)> (10.14)
где Ррзаб — забойное давление. Для условий рассматриваемой задачи значения рзаб для различных режимов работы системы взяты из задачи 10.3, рвн = 902 кг/м3, L = 1755 м.
Расчетные динамические уровни и потребные напоры для различных режимов работы системы приведены ниже.
Режим'системы [1 2 3 4 5 6
Динамический уровень #дин, м .... 461 427 408 439 419 325
Потребный напор Нн, м „ _ 567,6 530,2 509,3 543,4 521,4 418
По данным расчетов строим условную характеристику скважины, т. е. зависимость потребного напора Нп от расхода жидкости <5Ж при принятых выше ограничениях (рис. 10.5). Совершенно очевидно, что проявление газлифтного эффекта может существенным образом изменить условную характеристику скважины, превратив ее в ломаную линию. При этом мы получаем реальную характеристику системы.
Под характеристикой системы пласт—скважина—насос—лифт понимается зависимость реально потребного давления рп (давления, создаваемого насосом р„) для подъема заданного объема жидкости QM при заданных параметрах работы отдельных элементов системы рпн, ру, диаметр НКТ и др.
231
Для условий стационарной работы рассматриваемой системы потребное давление рп равно давлению, создаваемому насосом на данном режиме работы системы рн.
Давление, создаваемое насосом, можно рассчитать по следующей формуле:
Рн
Рвя РпН) (10.15)
где рвн — давление на выходе из насоса.
Таким образом, для условий рассматриваемой задачи расчет характеристики системы по существу сводится к расчету рвн при заданных параметрах работы подъемника, т. е. к расчету кривой распределения давления в НКТ от устья скважины ру до глубины спуска насоса Ян (рвн).
Кривые распределения давления р = f (Н) можно рассчитать для соответствующих режимов работы системы по известным методам.
Порядок расчета характеристики искомой системы следующий.
Для расчета этой зависимости используют следующее уравнение:
1,5 + 0.32Л/^л
/'о(р)/Г„= 1 — [(Р — 0,1)/(рнас — 0,1)] 1’567 +л,к ’ (10.16)
где N— содержание азота в попутном газе однократного разга- зирования. По условию задачи 10.2 N= 10%, рнвс— давление насыщения, МПа. По условию задачи 10.1 рнас = 9,6 МПа, р — текущее давление, изменяющееся от 0,1 до рнас, МПа, Г„— газовый фактор, м3/м3, Г0 (р) — текущий газовый фактор, м3/м3 (рис. 10.6).
где рвн — давление на выходе из насоса.
Таким образом, для условий рассматриваемой задачи расчет характеристики системы по существу сводится к расчету рвн при заданных параметрах работы подъемника, т. е. к расчету кривой распределения давления в НКТ от устья скважины ру до глубины спуска насоса Ян (рвн).
Кривые распределения давления р = f (Н) можно рассчитать для соответствующих режимов работы системы по известным методам.
Порядок расчета характеристики искомой системы следующий.
-
Предварительно рассчитывают и строят графическую зависимость газового фактора Г0 от давления р Г0 = / (р).
Для расчета этой зависимости используют следующее уравнение:
1,5 + 0.32Л/^л
/'о(р)/Г„= 1 — [(Р — 0,1)/(рнас — 0,1)] 1’567 +л,к ’ (10.16)
где N— содержание азота в попутном газе однократного разга- зирования. По условию задачи 10.2 N= 10%, рнвс— давление насыщения, МПа. По условию задачи 10.1 рнас = 9,6 МПа, р — текущее давление, изменяющееся от 0,1 до рнас, МПа, Г„— газовый фактор, м3/м3, Г0 (р) — текущий газовый фактор, м3/м3 (рис. 10.6).
-
По (10.6) для каждого режима работы системы рассчитывают коэффициент сепарации газа у приема ЦЗН стц. -
Для каждого режима работы системы рассчитывают фактический газовый фактор Д0факт
Оофакт — Оо — Г0 пн.(Рпн) щ (10.17)
где /’опн(рпн) — газовый фактор при давлении на [приеме рпн, м3/м3. Определяется по зависимости Г0 = / (р).
Таким образом, при расчете кривых распределения давления в НКТ рвн вместо газового фактора Г0 необходимо в расчетные формулы подставлять Г0 факт-
-
Для каждого режима работы системы по известной температуре на устье ty рассчитывают температуру на выходе из насоса (вв, при которой находится продукция скважины в начале своего движения в НКТ. Для расчета (вн можно воспользоваться следующими зависимостями, полученными из законов распределения температуры вдоль скважины (11.2) и (11.3). При этом принимают:
232
пласт—скважина—насос—лифт:
/ — элементы пласт—-скважина; 2 — элементы
насос—лифт
U — Ян, h = Яи, Я = Я„/1м, t (А) =
.= (пл = tBH, t = ty. С учетом этого
расчетные зависимости для tB„ запи-
сывают в виде
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |